平煤集团一矿简介

天安一矿生产能力核定报告书

第一章

第一节

概述

核定工作的简要过程

2006年矿井生产能力核定工作是严格按照发改运行[2006]1019号文件要求和河南省煤炭工业局关于重新核定2006年矿井生产能力的通知要求，自6月13日开始认真学习煤矿生产能力核定标准及有关文件精神，进行了初步核定，到9月21日，组织专业技术人员对6月份的初步能力核定进行了认真的复核,最后报河南省煤炭工业局审核。

第二节 核定依据的主要法律、法规、规范和技术标准 （一）《煤炭法》、《矿产资源法》、《安全生产法》、《矿山安全法》等有关法律、法规；

（二）《煤矿安全规程》（2004版）；

（三）《关于预防煤矿生产安全事故的特别规定》和《关于促进煤炭工业健康发展的若干意见》等有关煤炭产业；

（四）《煤炭工业矿井设计规范》（GB50215-2005）；

（五）国家发展改革委、安全监管总局、煤矿安监局印发的《煤矿生产能力管理办法》、《煤矿生产能力核定资质管理办法》和《煤矿生产能力核定标准》（发改运行[2006]819号）。

第三节 核定主要系统环节及结果

本次主要生产能力核定情况:

提升系统核定生产能力为490万吨/年; 井下运输系统核定生产能力为770万吨/年; 通风系统核定生产能力为452万吨/年; 排水系统核定生产能力为520万吨/年; 供电系统核定生产能力为710万吨/年; 采掘工作面核定生产能力为400万吨/年; 地面生产系统核定生产能力为440万吨/年。

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第四节 最终确定的煤矿核定生产能力

根据各系统生产能力核定情况，结合一矿资源储量及矿井设计生产能力，采掘工作面生产能力最小为400万t/a，因此天安一矿最终确定的核定生产能力为400万吨/a。

第二章 煤矿基本概况 第一节 自然属性

一、地理位置，企业性质，隶属关系，地形地貌，交通情况

平煤天安公司一矿位于平顶山市中心以北3公里处，属平顶山煤田。地理座标：东经113°11′45″～113°22′30″，北纬33°40′15″～33°48′45″。企业性质为国有企业，隶属平顶山煤业集团。

平煤天安公司一矿位于平顶山矿区中部，平顶山、落凫山位于井田中部，二山南陡北缓，基本呈单面山形，走向近东西，地势北高南低，形成本井田范围内的分水岭。南北两侧冲沟发育，多为季节性冲沟。主、付井口位于落凫山南麓，主井口标高为+150.0米。平顶山海拔+411.13米，落凫山海拔+492.70 米。井田内山间冲沟发育。

一矿至平顶山站9公里，通过矿区专用铁路可直达漯宝铁路。漯宝铁路连接京广、焦柳两大铁路干线。平顶山站至京广铁路70公里，至焦柳铁路28公里。以平顶山市为交通枢纽，有柏油公路沟通各县市，交通极为方便。

二、井田位置，边界范围，拐点坐标，井田面积，相邻矿井边界关系 平煤天安公司一矿位于平顶山矿区中部，东以26勘探线为界与十矿相邻，西以36勘探线为界与天安四矿、六矿相邻，丁组煤层南起老窑采空区下界（+45～+110m之间），北至-600米等高线；戊组煤层南起露头北至-650米等高线；己组煤层南起-240米北至-800米等高线；庚组煤层南起-250米

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北至-800米等高线。东西走向长5公里，南北倾斜宽5.86公里，最大面积29.3平方公里。南邻二矿，北为人为边界，是一矿的延伸部分。经中华人民共和国国土资源部批准，2001年换领了采矿许可证，采矿许可证号1000000140058登记面积29.3平方公里，开采深度由+150米至-800米标高，有效期30年。一矿采矿登记边界主要拐点坐标为：D0101，3737170.0038437525.00 D0102，3741600.00，38438885.00 D0105，3743650.00，38434350.00 D0108，3738455.00，38432655.00

详细坐标情况见生产能力核定附表。 三、井田地质情况，地层，含煤地层，构造 （一） 地层及含煤情况

井田内地层出露较差，根据钻孔工程揭露的地层从老到新有寒武系崮山组，上石炭统太原组，二叠系山西组、石盒子组、石千峰组，三叠系刘家沟组和第四系黄土及坡、残积物。

含煤地层属上石炭统太原组、二叠系山西组、上石盒子组、下石盒子组，其中以二叠系山西组及下石盒子组为重要含煤地层。现将井田地层从老到新分述如下 ：

1、寒武系上统崮山组（∈3g） 为石炭二叠系含煤地层的沉积基底。

灰-浅灰色厚层状白云质 灰岩，显晶质，具部明显的细 状结构，顶部风化后为灰黑或淡黄色，。井田内地层无出露，据30′—8孔揭露厚度大于40米。

2、石炭系上统太原组（C3t）

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为含煤地层最下含煤段。底界以底部铝土泥岩与下伏寒武系呈平行假整合接触。岩性以深灰色石灰岩、黑色泥岩、深灰色砂质泥岩和浅灰色细、中粒砂岩，煤层组成，间夹菱铁质硅质泥岩薄层化石。含煤4-8层，其中庚20煤沉积稳定，井田内普遍可采，本段顶界止于泥灰岩之上的黑色海相泥岩之顶。平均厚度79米。

3、山西组（P1sh）

平均厚度85米，与下伏太原组地层连续沉积。岩性由深灰色泥岩、砂质泥岩、粉砂岩、细-中粒长石石英砂岩和煤层组成。本段含煤3-5层，其中己15、己16、己17煤层部分发育较好，为井田内次要可采煤层。己组煤层在井田内沉积连续性较差，在-240米水平以深出现了大片薄煤层带和无煤带，属不稳定煤层。

4、下石盒子组（P1x）

1）戊煤组平均厚度146.0米。由深灰色泥岩、砂质泥岩、粉砂岩、灰白色细、中粒砂岩和煤层组成，含煤5-9层，其中戊8、戊9、戊10为井田内主采煤层。该煤组沉积较稳定，发育良好，全区内普遍开采。

2）丁煤组平均厚度84米。由紫色泥岩、砂质泥岩、灰色粉砂岩、灰白色细-中粒长石石英砂岩和煤层组成。含煤3-5层，丁6煤为井田内主要可采煤层；丁5煤层局部可采，属较稳定煤层；丁4煤层井田内偶见可采点，属不稳定煤层。含煤段上部为细、中粒砂岩，颜色灰白-纯白，含杂色较少；泥岩和砂质泥岩中含紫色斑和暗斑；含煤段下部具紫斑和暗斑、含米黄色大鲕粒及豆粒和不规则的菱铁质结核。

3）丙煤段平均厚度93米。由灰-深灰色泥岩、砂质泥岩，灰-灰白色

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细-中粒砂岩和煤层组成。含煤2-5层，丙3煤层部分可采，属不稳定煤层。本段砂岩内含杂质比丁煤段稍高，泥岩和砂质泥岩中，局部具紫斑、含菱铁质鲕粒。

5、上石盒子组（P2s）

甲、乙煤段平均厚度293米，由灰绿色、浅灰色泥岩、灰绿色粉砂岩、灰色细、中粒砂岩和煤层组成。甲煤段虽含煤多层，但均为薄煤层或炭质泥岩。乙煤段虽也含煤多层，但只是薄煤层、煤线或炭质泥岩。

6、石千峰组

平均厚度约300米以上。上部由砖红色、褐紫色砂质泥岩及细-中粒砂岩组成；下部由紫褐色砂质泥岩、泥岩组成，团块状，易风化。

（二）地质构造

本井田位于主体构造李口向斜西南翼中段。基本构造为一走向北55°-75°西，向北北东倾斜的平缓单斜构造。地层倾角5°-22°，一般6°-8°，井田内26-29勘探线深部最大倾角22°。

井田内构造简单，褶皱一般不发育。煤层沿走向虽有小的起伏，但大断层稀少，仅在井田中、深部发现落差在20-40米的正、逆断层五条，并伴有次一级宽缓向斜和背斜，井田内小断层较发育。另外，根据煤科院西安分院对三水平丁戊二三维地震勘探资料，发现大于5米的正、逆断层15条。随着矿井的延深，断层密度越来越大，落差也越来越大。

1、褶皱 1）郭庄背斜：

背斜轴位于尹充村野猪岭一线，走向北60°西，向北西倾伏，东北翼

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倾角8°-15°，西南翼倾角6°-11°倾伏端在28勘探线东侧岳家小窑附近出露较明显，向东南沿至十矿，区内延展长度800米。26-8孔、26-6孔、和27-16孔有控制。

2）牛庄向斜

向斜轴部位于丁家村及老沟村一线。轴向与郭庄背斜大致平行。呈北西向展布。由十矿进入本井田，倾伏于老沟附近。区内延展长度600米。地表全被黄土掩盖，从26、27勘探线剖面图看，26-12孔、27-15孔、27-9孔，井下戊8-10—21171采面、戊8-10—21151采面、戊8-10—21191采面、戊8—21210采面均有控制。 2、断层

1）牛庄逆断层（F1）

走向北35°-45°西，倾向北东，倾角40°，落差9-25米，井田内延展长度1500米，西北端消失在28勘探线西侧附近，东南端延伸至十矿井田内。该断层钻孔控制严密，26-12孔、27-9孔28-13孔均有控制。本井田丁、戊三东大巷、车场、丁戊三轨道、皮带上山及十矿井田巷道内均有揭露。

2）竹园逆断层（F2）

走向北35°西，倾向北东，倾角40°，落差13-20米。30-14孔，丁

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—21150采面和丁一下山、戊一下山均有揭露。戊组煤层落差比丁组煤层

大。井田内延展长度1000米。

3）张家逆断层（F3）

位于张家和竹园一线。走向北35°西，倾向北东，倾角38°，落差16-50

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米。北西端延出井田外，东南端消失于30勘探线以西30/-19孔附近。地表全被第四系掩盖，32-22孔、丁6-31060机、风直接控制。井田内延展长度1870米，但该断层沿走向和倾向控制程度较差，只有在以后采掘过程中加以解决。

4）龙池正断层（F4）

位于36勘探线龙池村附近。走向北60°东。倾向北西，倾角45°，落差20-32米，由36—22孔及丁6—22160采面控制，西南端入四矿井田，本井田内延展长度450米。

5）王家寨正断层（F5）

位于王家寨村西北，走向北55°西，倾向北东，倾角42°-80°，落差２５～３０米，井田内延展长度约５００米，无工程点和巷道点控制。由地质点１９３５及３４６点见到，地表破碎带３～３.５米。

据井田内丁、戊煤已开采的采区揭露情况看，本井田内小断层较发育，在这些断层中，以高角度小断层的正断层为主，逆断层较少。断层密度３.２条/万米２。走向多为北东向和北西向。从小断层的分布情况看，由西向东发育程度减弱，由浅入深断层密度有减小的趋势，但断层落差有变大的趋势。从小断层的延展长度可以看出：走向断层落差越大，延展长度也较大，但条数少。斜交断层落差变动幅度较大，延展长度１００～７００米，一般２００～３００米。

四、主要可采煤层情况，煤层赋存条件，煤层层数，厚度，资源储量，煤质，煤种

本井田含煤地层为石炭系太原组、二叠系山西组和上、下石盒子组。自

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上而下划分为甲、乙、丙、丁、戊、己、庚等七个煤组。含煤地层总厚780米，含煤七组43层（有编号的煤层23层），其中甲、乙煤组无可采煤层。煤层总厚约26米。含煤系数为3.3%，可采煤层5组10层，总厚约15米，可采含煤系数为1.92%。煤层间距基本稳定。一矿主采丁组、戊组煤层。

（1）丙3煤层

位于下石盒子组丙煤段中部，上距田家沟砂岩（B12.）47米，煤厚0.20-1.75米，平均煤厚0.90米。煤层结构简单，局部含夹矸厚0.05-0.55米，属不稳定煤层。在26-29勘探线间大面积不可采，33-36勘探线间-350米以线为不可采区。截止2005年底保有资源储量1393.1万吨。

（2）丁5煤层

位于下石盒子组丁煤段中上部、上距丙3煤层84米。该煤层一水平已全部采动，二、三水平部分可采。煤厚0.55-1.85米，平均煤厚1.00米，属较稳定煤层。在29勘探线-500米以深、30-32勘探线-400米以深出现大面积不可采区，二水平中部及35勘探线-300米左右各有一不可采区。煤层结构简单，偶见一层夹矸0.1-0.55米厚。截止2005年底保有资源储量2020万吨。

（3）丁6煤层

为本井田主要可采煤层之一，位于下石河子组丁煤段中部，上距丁5

煤层十米左右，沉积稳定，发育良好。该煤层一水平已全部采完，二、三水平煤厚1.09-3.米，平均煤厚2.01米，属全区可采稳定煤层。该煤层结构简单，含夹矸0-2层，厚0-0.45米。截止2005年底保有资源储量3031.4万吨。

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（4）戊煤组

位于下石河子组戊煤段中上部。本井田戊组煤层最为发育，厚度大，为主要可采煤层，但结构复杂，分叉合并现象普遍，其变化情况按其范围可分为以下几种类型（夹矸厚度0.7米为分合层线）：

戊8、戊9、（戊11分层，不可采），分布在26-30、戊10均为煤层勘探线之间-250米以下，30-34勘探线间-350米以下及34-36勘探线-50米以下。

戊8煤层：上距丁6煤层80米，煤厚0.25-3.81米，平均煤厚1.93米。属较稳定煤层。煤层结构简单，仅在26-29线间-300米以深含1-2层夹矸（厚0.05-0.41米）。截止2005年底保有资源储量2354.8万吨。

戊9煤层：上距戊8煤层0.7-18.5米，煤厚0.35 -2.88米，平均煤厚1.07米，属较稳定煤层。煤层结构简单，仅在27-29勘探线-550米以深存在一不可区。截止2005年底保有资源储量12.6万吨。

戊10煤层：上距戊9煤层0.7-16.0米，煤厚0.85-4.15米，平均煤厚2.42米，为较稳定煤层。含夹矸1-4层，常见1-2层夹矸厚0.01-0.54米。井田内全部可采。截止2005年底保有资源储量2343.2万吨。

戊8、戊9、戊10合层区（戊8-10）：在26-34勘探线，从风化带至-250米之间，煤厚3.99-8.90米，平均6.5米，含夹矸3-7层，煤层层位和厚度稳定，沉积连续性好，全部可采，变异系数17%，为稳定煤层。截止2005年底保有资源储量1084.5万吨。

戊9、戊10 合层区（戊9-10）：分布在30-34勘探线-250-350米之间，煤厚1.99-7.34米，平均4.34米（含夹矸3-5层）。全部可采，变异系数40%，

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为较稳定煤层。截止2005年底保有资源储量2054.7万吨。

（5）己15煤层

位 于山西组己煤段上部，上距戊

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煤层157米左右。煤厚0.18-4.84

米，平均煤厚1.40米，属不稳定煤层。含夹矸1-2层。在28-32勘探线间-250--500米，31-36勘探线间-500米以深出现两个不可采区，不可采面积约占总面积的3/5。截止2005年底保有资源储量297.8万吨。

（6）己16煤层

位于山西组己煤段中部，上距己15.煤层1.9-10.0米，煤厚0.27-4.84米，平均煤厚1.26米，属不稳定煤层。井田中深部大部分不可采，不可采面积约占总面积的1/3强。截止2005年底保有资源储量379.6万吨。

（7）己17煤层

位于山西组己煤段下部，上距己16煤层0.60-9.0米。煤厚0.29-2.19米，平均煤厚1.28米，属较稳定煤层。在27-33勘探线间-240米以深有一个无煤区和不可采区，不可采面积约占总面积的1/3左右。煤层结构较简单，偶见一层夹矸，厚0.05-0.28米。截止2005年底保有资源储量266.1万吨。

（8）庚20煤层

位于太原组下部，石炭岩段中上部，上距己17煤层56米。煤厚0.40-2.米，平均煤厚1.63米。属较稳定煤层。仅在26-28勘探线-250米以浅有一不可采区，31-13孔有一不可采点，面积很小。该煤层结构简单，一般无夹矸。截止2005年底保有资源储量417万吨。

3、煤质

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（1）丙3煤层；褐黑色，块状、碎屑状，以半暗煤为主，夹少量亮煤条带和线理状镜煤。断口呈参差状，宏观煤岩类型以半暗型为主。煤灰分产率约28.72%，属中灰煤，经洗选煤的质量明显提高，浮煤灰分产率11.66%。原煤含硫量约2.98%，属中高硫煤，经洗选硫含量有所下降，但仍比其它煤层高。原煤发热量约25.32MJ/kg，为高热值煤。以气煤为主，局部有肥煤和1/3焦煤点出现。

（2）丁5煤层：黑色，条痕为棕黑色，弱玻璃光泽，以亮煤和暗煤为主，有时能见到镜煤和丝炭的线理和透镜体，条带状和线理状结构，层状构造，硬度系数2.5，易破碎。丁5煤层：原煤灰分产率28.14%，属中灰煤，经洗选煤的质量明显提高，浮煤灰分产率10.83%。原煤发热量约23.18MJ/kg，为中高热值煤。全部为1/3焦煤

（3）丁6煤层：主要由半亮型和半暗型组成。黑色，条痕为棕黑色，玻璃光泽，以亮煤和暗煤为主，有时可见条带状及透镜体的镜煤。丁6煤层：原煤灰分产率23.76%，属中灰煤，经洗选煤的质量明显提高，浮煤灰分产率9.7%。原煤发热量约26.97MJ/kg，为高热值煤。全部为1/3焦煤

（4）戊组煤（戊8、戊9、戊10）

主要以半暗型煤，其次为半亮型煤。黑色，条痕为棕黑色，弱玻璃光泽，以暗煤、亮煤为主，镜煤和丝炭含量很少，一般呈透镜状和线理状结构、层状结构。戊8煤层：原煤灰分产率26.95%，属中灰煤，经洗选煤的灰分产率下降2-3倍，浮煤的灰分产率10.88%。原煤发热量约27.05MJ/kg，为特高热值煤。戊9煤层：原煤灰分产率16.96%，属低中灰煤，经洗选煤质明显提高，灰分产率9.02%。原煤发热量约27.49MJ/kg，为特高热值煤。

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戊10煤层：原煤灰分产率27.35%，属中灰煤，经洗选煤质大有提高，灰分产率9.43%。原煤发热量约27.06MJ/kg，为特高热值煤。以1/3焦煤为主，二水平戊一区，戊8煤为肥煤，-400米以下、32线以西为肥煤。

（5）己

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煤层：黑色粉状及块状，玻璃光泽，以亮煤为主，镜煤和丝

炭较少，条带状结构，平坦状和阶梯状断口。原煤灰分产率28.88%，属中灰煤，经洗选煤的质量明显提高，灰分产率7.58%。原煤发热量约27.76MJ/kg，为特高热值煤。

（6）己16煤层：黑色粉状，弱玻璃光泽 ，以亮煤为主，次为暗煤，有时见到条带状和透镜状镜煤和丝炭。阶梯状断口，内生裂隙发育，条带状结构。原煤灰分产率28.88%，属中灰煤，经洗选煤的质量明显提高，灰分产率7.58%。原煤发热量约27.76MJ/kg，为特高热值煤。

（7）己17煤层；黑色粉状，局部为鳞片状，由亮煤、镜煤和暗煤组成，丝炭少见，，玻璃光泽，阶梯状断口，性脆易碎，内生和外生裂隙均较发育。原煤灰分产率13.53%，属低中灰煤，经洗选煤的质量有很大提高，灰分产率6.54%。原煤发热量约30.76MJ/kg，为特高热值煤。

（8）庚

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煤层：黑色粉末状，条痕为棕黑。玻璃光泽，以亮煤和镜煤

为主，暗煤次之，内生裂隙和外生裂隙均较发育。原煤灰分产率15.86%，属低中灰煤，经洗选煤质明显提高，浮煤灰分产率6.03%。原煤全硫含量很高，平均约4.8%，属高硫煤，经洗选煤的全硫含量仍很高（4.72%），这是因为有机硫含量高所致。原煤发热量约31.30MJ/kg，为特高热值煤。属肥煤，个别地段为焦煤。

五、水文地质情况，开采技术条件

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1、水文地质情况 1）含水层

本井田含水层自上而下可分为7层 （1）寒武系碳酸盐岩类岩溶裂隙含水层

主要为中厚层状白云质灰岩、鲕状灰岩、泥质条带灰岩、泥岩、砂质泥岩、砂岩，厚>50米，埋深﹥400米，南部露头带被第四系松散沉积物覆盖。主要含水层（段）为寒武系中统张夏组鲕状灰岩、上统崮山组白云质灰岩，两层厚200米左右，为含煤地层基底岩系，是庚20煤层底板直接充水含水层，己15-17煤层底板间接充水含水层。椐钻孔资料和二矿实际揭露表明，尤其是张夏组鲕状灰岩，该层段浅部岩溶裂隙较发育，最大溶洞高8米，据32´-1孔、28-1孔在孔深140米，标高-32米处见溶洞高6.99米，-150米处见溶洞高3.86米。多数浅部钻孔有岩芯破碎和漏水现象，据钻孔抽水试验，浅部28-4孔崮山组白云质灰岩单位涌水量2.2702—3.21691l/s.m，渗透系数1.092m/d；张夏组鲕状灰岩据30´-1孔与32-11孔抽水试验，单位涌水量1.933-4.8631l/s.m。深部29-5孔（-200米以下），崮山组白云质灰岩单位涌水量0.00206-0.002351l/s.m，渗透系数0.0009m/d，矿化度0.3-0.5，地下水化学类型为HCO3-CaNa,HCO3-CaMg,HCO3-Ca型。根据二矿开采庚20煤层历次突水分析，水源来自寒武系灰岩有21次，约占突水次数的70%，最大突水量2000m3/h。其特点来势猛，水量大，持续时间长。导水通道主要为裂隙溶洞，其次为小断层，突水点多集中在-130m标高以上，到目前为止，-130m标高以下未见有突水现象。

上述现象说明，岩溶裂隙浅部较深部发育，随深度的增加而渐趋减弱，

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浅部较之深部有较强的富水性、愈向深部，该含水层对矿井充水影响越小。

（2）太原群碳酸盐岩类岩溶裂隙含水层

本组从太原群L7灰岩底板至太原群L1灰岩顶板，由灰岩、泥灰岩、砂岩、砂泥岩组成，含灰岩7层，总厚度25-36米。L2 、L7灰岩较稳定、L5灰岩为庚20煤层的直接顶板。浅部岩溶裂隙发育，随深度的增加岩溶发育程度减弱，随深度增加其富水性降低。为己煤组底板直接充水含水组，庚煤层直接充水含水组。

（3）己组煤顶板砂岩裂隙含水层

从己15-17煤层底板到戊煤层底板，主要由砂岩、煤层（线）泥岩、页岩组成。己煤组顶板直接充水含水层大，占砂岩厚度3.07-17.44m，平均厚度11.02m，间接充水含水层为香炭砂岩厚度1.00-15.92m，平均厚度8.65m，两层总厚度20m左右，为承压裂隙水，单位涌水量0.0174-0.0180l/s.m，渗透系数0.061-0.0429m/d，水质类型HCO3-Na型。其补给水源主要来自上部含水层的渗透补给，径流滞缓。

（4）戊组煤顶板砂岩裂隙含水层

从戊9-10煤层底板到丁煤组底板，主要岩性为砂岩、煤层（线）、泥岩和页岩组成，厚度5.50-30.55m，平均厚度16.99m，含水层裂隙发育，以中粗粒砂岩含水层为主，埋深较大，富水性差，以静储量为主，补给水源不足，单位涌水量0.0115l/s.m，渗透系数0.136m/d。在开采过程中，压力局部集中是两个工作面同时开采其叠加影响带易突水，水量小于30m3/h，对采面有一定影响。本含水层属砂岩裂隙弱含水层。

（5）丁组煤顶板砂岩裂隙含水层

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为丁组煤直接充水含水层，从丁组煤层底板至二迭系上界面，主要岩性为砂岩、泥岩和煤层（线），厚度7.40-35.67m，平均厚度20.65m，以中粗粒石英砂岩含水层为主，含水层裂隙发育，与大气降水关系密切，以静储量为主，单位涌水量0.00749l/s.m,渗透系数0.154m/d，本含水层属砂岩裂隙水较强含水层。开采丁煤组有突水现象发生，但不会造成灾害性事故。

（6）平顶山砂岩裂隙含水层

位于煤系地层顶部，平均厚度150m,上部为中粗粒砂岩，中部为中粒砂岩，下部为粗、中粒砂岩，底部有5-10m含砾粗砂岩。平顶山砂岩在本井田分水岭有出露，厚度大，节理发育，岩石较破碎，径流条件好，富水性较强，单位涌水量0.359-0.478l/s.m,渗透系数1.21-1.44m/d，水质类型HCO3-Ca型。属砂岩裂隙水中等含水层，是下部各含水层的补给水源。

（7）第四系松散层孔隙含水层

第四系在井田内大面积分布，主要有砂砾石和粘土组成，系平顶山砂岩经风化后堆积于山麓为重力形成塌磊层和坡积物，厚度0-26m，裂隙发育。以角度不整合超覆于下伏含水层之上，是下伏含水层的主要补给水源，在沟谷地带有季节性下降泉出露。单位涌水量0.011-1.927l/s.m，渗透系数0.175-4.37m/d,水质类型为HCO3-Ca.Na型，属孔隙水中等含水层。

2）矿井涌水量

《平顶山天安一矿矿井地质及补充勘探地质报告》提供一矿一水平涌水量预计正常300 m3/h，最大510 m3/h，二水平涌水量预计正常500 m3/h，最大850 m3/h，三水平涌水量预计正常225.98 m3/h，最大384.17m3/h。根

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据天安一矿2005年度每月对矿井涌水量的实际监测，一水平实测正常13.92 m3/h，最大23.33m3/h，最小7.99 m3/h；二水平实测正常499.63m3/h，最大750m3/h，最小381.78m3/h；三水平实测正常54m3/h，最大68m3/h，最小48m3/h；矿井涌水量预计正常1025.98 m3/h，最大1744.17m3/h，实测最大涌水量813m3/h，最小涌水量441.2 m3/h，正常涌水量567.55m3/h。

3）充水因素分析

（1）区域地下水补给、径流、排泄对本井田的影响。

区内受锅底山断层的控制，把平顶山矿区分成东西两个不同的水文地质块段。地下水补给、径流、排泄条件有较大差异。西部块段主要含水层寒武系灰岩和第三系泥灰岩裸露，因此，接受大气降水和地表水体补给比较明显，水量充沛，地下水径流条件好；东部块段含煤地层以及主要含水层寒武系灰岩、石炭系灰岩、第三系泥灰岩均被第四系松散沉积物覆盖，地下水补给条件差。锅低山断层阻隔了西部块段地下水由浅部向深部径流，因此东部块段地下水主要由浅部岩溶水越流补给及接受北部山麓坡、洪积层大气降水渗透补给。一矿位于锅底山断层北翼，地表分水岭处在井田中部。由于地表坡度较陡，且第四系松散层多为钙质粘土，接受地表补给量较小。地下水主要由浅部岩溶水越流补给。总体补给量不大，因此，随着矿井常年疏排 ，地下水位已有大幅度下降，目前寒武系灰岩含水层水位标高—125m，形成以原己二井下为中心的降压漏斗。

本井田南接二矿，东西分别同十矿、四矿毗邻，均以人为边界相隔。南部的岩溶水由于二矿开采庚、己煤组大量疏排地下水，使地下水位大幅度下降，起到了一定的截流作用，致使灰岩水下泄量相对减少。同时第四

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系松散层接受大气降水下渗量有限，因此，总体补给量不大。井田内地下水总体径流方向为WS—EN，在疏干状态下地下水由四周排泄中心汇集，形成小型狭长降压中心。

（2）各含水组（层）对生产的影响

目前本矿井主要开采丁、戊煤组。顶板之上的砂岩含水层是直接充水 水源，从生产来看，该含水层具有水头高、水量小的特点。在初次放顶后突水较大，水量最大60m3/h，一般不超过30m3/h，经过8-15天的时间后流量减少，易于疏干。巷道掘进中可见顶板局部淋水、滴水现象，丁组比戊组表下按明显；在回采工作面，第一次放顶后，顶板砂岩水通过导水裂隙渗矿坑，使涌水量增加。本矿井己煤组，主要受到底板太原组灰岩含水层影响。由划归二矿的己一、己二采区生产表明，当巷道揭露或由断裂破碎带导通灰岩含水层时均可能发生突水。如己二区轨道上山、下车场、己组西大巷等四处突水点，均属揭露L2 灰岩溶洞所致，溶洞宽100-150m，走向北东65°-75°。目前己煤组均属带压开采。根据己组突水分析，自1985年到现在出水量基本稳定在100m3/h左右，含水层位降低10m左右（据38´-30孔）。由此可看出，该含水层静储量大，水头高，具有一定的动储量，隔水层不稳定，一旦突水，有来势猛，初涌水量大，持续时间长等特点，并且容易构通寒武系灰岩含水层。在今后开采庚20 煤层时，由于庚20 煤层顶底板均为灰岩含水层，因此，揭露石炭系灰岩含水层并导致大量灰岩水涌入井下是不可避免的，在开采过程中应做好灰岩水防治工作。

（3）小窑及采空区的影响

目前本矿戊煤组多数为分层回采。为回采下分层创造便利条件，均采

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用上分层采空区注浆工艺，以加速顶板锈结，其余水在采空区低洼处聚积，再加上回采后顶板淋水汇集，往往使老空区低洼处积水，对下分层及沿空送巷采面构成极大威胁。老空区积水由于时间长、水源广、以及受岩石锈结、膨胀程度的影响，对其水量测算比较困难。一旦突水，特点是水量大、时间短、破坏性大，对生产影响严重。是目前威胁矿井安全生产的主要水源。矿井范围内有零星小窑分布，根据过去及目前水害情况分析，小窑积水对大矿影响不大。

（4）断层导水

据钻孔资料和采掘揭露，本井田内落差大于20m的断层有4条，且多为逆断层，走向与地层走向斜交，富水性、导水性均较差，其中竹园断层在井下已有揭露，没发生淋水现象。区内小型断层以正断层为主，密度3.2条/万平方米，对各含水层的沟通有一定作用，根据生产中揭露情况看，对丁、戊煤组的回采影响不大。

2、开采技术条件 1）瓦斯

据历年一矿瓦斯鉴定结果表明，相对瓦斯涌出量均小于10m3/t，但在丁-22160风巷掘进过程中，曾出现小型压出现象，2005年被定为突出矿井。随着开采深度的增大，瓦斯涌出量也随之增大，戊煤组工作面绝对瓦斯涌出量自71年后逐渐增长的特点，相对瓦斯涌出量自78年以来有逐渐增大的趋势。二、三水平深部掘进和回采工作面时有瓦斯超限现象发生。丁、戊煤组、己17煤层瓦斯试验成果表明，瓦斯含量与煤层埋藏深度基本成正比，如戊煤组煤层埋深<600米时，CH4含量最大的为6.56ml/g，而埋深>700m时，

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CH4 含量平均在15.0ml/g以上，最大可达27.20ml/g。同时表明瓦斯含量与煤层厚度亦成正比，丁6煤层（中厚煤层）瓦斯含量在0.259-4.6972 ml/g之间，平均1.776ml/g，己17煤层（薄-中厚煤层）瓦斯含量在0.86-27.227 ml/g之间，平均7.85ml/g。

2）煤尘

本井田各可采煤层煤尘都具有较强烈的爆炸性。据一矿“关于2005年矿井灾害预防和处理计划”称：“煤层爆炸指数，戊组：36.49-44.14%，丁组35.77-36.27%”。

3）煤的自燃

本井田可采煤层属低-中变质程度烟煤，经测试，丁、戊、组煤层自燃发火期6-8个月，己组煤层自燃发火期6-8个月，均属于自燃煤层。

4）地温

本井田恒温带温度为17.2°C，深度为25米。地温梯度平均值为2.92°C/百米，属地温异常区。丁6煤层一级高温区-300～ -500米之间，二级高温区在-500米以下，戊10煤层一级高温区在-200～-500米区间内，二级高温区在-500米以下，己组煤层在-400米以下属二级高温区，-800米以下达50°C以上。

3、矿井地质条件类型

本井田地质构造简单，褶曲不发育，煤层赋存条件较好，大部分主采煤层为稳定-较稳定型煤层，倾角较小，平均地温梯度2.92℃/100m，属地温异常区。地表第四系覆盖层由北向南增厚，无较大地表水体，地表水与地下水的水力联系较差，地下水补给范围较小，补给量有限。综上所述，地

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质、水文地质特征按规程的分类标准，一矿矿井地质条件分类评定为II类，水文地质条件分类评定为简单-中等。

第二节 矿井建设情况

一、 设计时间及单位

一矿是新中国成立后我国自行设计兴建的第一座大型煤矿。矿井由武汉设计院设计，1957年12月动工兴建，经过一期、二期扩建，矿井设计能力为400万吨/a。

二、 立项、批准时间及单位，建设期及投产期，设计生产能力，原批准的

核定生产能力

一矿是新中国成立后我国自行设计兴建的第一座大型煤矿。矿井由武汉设计院设计，由原来的燃化部批准，设计能力150万吨/a，1957年12月动工兴建，1959年12月25日简易投产，建设期为两年。1971年达到矿井设计生产能力，2005年经河南省煤炭工业局批准的核定生产能力为400万吨/a。

三、 技术改造、整合改造或改扩建矿井设计生产能力及有关立项、开竣工、

投产验收情况

鉴于国民经济的飞速发展，1974年经原煤炭部批准，矿井进行一期扩建，净增生产能力90万吨/a，扩建后的设计能力达240万吨/ a。一期扩建于1984年8月完成。

1986年4月,煤炭工业部（85）煤生字第80号文批复同意二期扩建。净增生产能力160万吨/ a，使矿井设计能力达到400万吨/ a。19年12月经平顶山矿务局一矿二期扩建工程国家验收委员会验收，同意正式移交

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生产。

一矿三水平19年由原平顶山矿务局设计院设计，为矿井的接替水平，经过15年的建设，经平顶山煤业（集团）有限责任公司于2004年9月28日验收，批准一矿三水平工程移交投产。

第三节 煤矿生产现状

一、 主要生产系统，采掘工艺，开拓方式和开采方法，水平、采区划分

1、主要生产系统：

矿井主要生产系统有主立井提升和主斜井提升（运输）两套系统组成。主立井提升主要担负井下戊七高强皮带系统的主运输任务。主斜井为两台GDS-100型钢丝绳牵引带式输送机，主要担负井下戊一高强皮带系统及二水平大巷轨道的主运输任务，兼做运人。一矿共有三对副井即：院内副井、北一副井、北二副井，分别服务于一、二、三水平，均为立井提升，负责提升人员、下料和矸石。

2、采掘工艺 ：

矿井主要采用综合机械化回采工艺进行开采，采用走向长壁布置，后退式采煤，自然冒落法管理顶板。在残采以及复采时采用炮采工艺进行开采。

掘进分为掘进机掘进和放炮掘进。 3、开拓方式：

矿井分三个水平开采，采用联合开拓方式：

一水平标高-25m，采用立井、主石门、分组大巷开拓； 二水平标高-240m，采用皮带主斜井、轨道暗斜井、副立井、主石门、

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集中大巷开拓；

三水平标高-517m，采用主斜井、副立井、主石门、集中大巷开拓； 4、开采方法：

分水平利用分组大巷进行上、下山开采。采煤方法：综采工作面采用走向长壁全部陷落采煤方法，工作面回采方向为后退式。炮采工作面采用走向长壁放顶煤一次采全高采煤法，顶板管理为全部跨落法。

水平、采区划分

矿井分三个水平。一水平标高-25m，正规开采已经于96年结束，现分为戊三采区和戊七采区。二水平标高-240m，现分为戊一采区、戊二采区和戊三采区（正在开拓准备）。三水平标高-517m，现分为戊一采区、丁一采区和丁二采区（正在开拓准备）。 二、 通风方式

一矿现有三组主要通风机联合运转（戊七、北一、北二），矿井的通风方式为多进风井、多回风井混合式通风，通风方法为抽出式通风。 三、 现主要生产煤层、采区、工作面情况

现主要生产煤层为丁6煤、戊8煤、戊10煤。

矿井主要生产采区有一水平戊三采区，现布置两个炮采工作面生产，分别为戊-23120和戊-23240采面；二水平戊二采区，布置一个综采工作面生产，为戊-22200采面；二水平戊一采区，布置两个综采工作面生产，分别为戊-21151和戊-21191采面；三水平戊一布置一个综采工作面生产，为戊-31060采面；三水平丁一布置一个综采工作面生产，为丁-31020采面。 四、 近几年生产完成情况

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2002年产量计划330万吨，完成356万吨，超计划26万吨，开掘总进尺计划20000米，完成25374米，超计划5374米。

2003年产量计划330万吨，完成393.6万吨，超计划63.6万吨，开掘总进尺计划23000米，完成28519米，超计划5519米。

2004年产量计划380万吨，完成381.6万吨，超计划1.6万吨，开掘总进尺计划24000米，完成266米，超计划4966米。

2005年产量计划380万吨，完成3万吨，超计划9万吨，开掘总进尺计划24000米，完成26526米，超计划2526米。 五、 煤炭资源回收率情况

一矿开采煤层均为中厚及厚煤层。2003年至2005年矿井动用储量1460.1万吨，采出煤量1012.7万吨，矿井回采率69.4％；采区动用储量1236.5万吨，采出煤量1012.7万吨，采区回采率81.9％；工作面动用储量1054.9万吨，采出煤量970.3万吨，回采率92.0；河南省国土资源部下达计划计划采区回采率78％，实际完成的三年累计采区回采率为80.7％。 六、 今后三年的生产接续安排

后三年产量安排：2007年390万吨，2008年385万吨，2009年380万吨。

三个水平同时生产，生产采区七个:二个残采区即：一水平戊三采区和戊七采区，五个正规采区即：二水平戊一采区、二水平戊二采区、三水平戊一采区、三水平丁一采区、三水平丁二采区。

二水平戊一采区，预计2011年6月结束，接替二水平戊三采区；二水平戊二采区，预计2014年12月结束，接替三水平戊二采区；三水平戊一

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采区，预计2014年12月结束，接替三水平戊一采区下延；三水平丁一采区，预计2007年10月结束，接替三水平丁二采区，三水平丁二采区上山部分，已于2006年5月投产。

采面接替安排：

综采一队：2007年回采三水平戊一的戊8-31100面；2008年回采三水平戊一的戊8-31100、戊90-31020面；2009年回采三水平戊一的戊90-31020、戊8-31080面。

综采二队：2007年回采二水平戊一的戊90-21192面；2008年主要回采二水平戊一的戊90-21152面；2009年回采二水平戊一的戊90-21152、戊0-21210面。

综采三队：2007年回采三水平丁二的丁6-32020、丁5-32060面；2008年回采三水平丁二的丁5-32060、丁6-32010、丁6-32060面；2009年回采三水平丁二的丁6-32060面。

综采四队：2007年回采三水平丁一的丁6-31190面，至2007年10月份三水平丁一回采结束；2008年下半年开始回采二水平戊三的戊8-23030、2009年回采二水平戊三的戊8-23030、戊8-23070面。

综采准备队：2007年回采二水平戊二的戊8-22160、戊8-22220面；2008年回采二水平戊二的戊8-22220、戊0-22140面；2009年回采二水平戊二的戊0-22140、戊0-22180面。

二个采煤队主要以一水平戊三残采区回采为主。

第三章 煤矿生产能力核查计算 第一节 资源储量核查

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一、资源储量估算截止日期，选取的主要参数及工业指标，估算结果（保有、累计探明、累计采出、累计损失）

（一）资源储量估算截止日期

资源储量估算截止日期为2002年6月30日。 （二）选取的主要参数及工业指标 1、选取的主要参数

边界范围、拐点坐标、面积、煤层最低可采厚度及采深

根据中华人民共和国国土资源部于2001年4月颁发的采矿许可证范围，一矿储量计算范围为：东以26勘探线为界，西以36勘探线为界。

丙3煤浅部为+150米水平，深部-600米水平。 丁组煤浅部为+150米，深部-600米水平。 戊组煤浅部为+130米水平，深部-650米水平。 己组煤浅部为-60米水平，深部-800米水平。 庚组煤浅部为-140米水平，深部到-800米水平 。

一矿采矿登记边界主要拐点坐标为：D0101，3737170.0038437525.00 D0102，3741600.00，38438885.00 D0105，3743650.00，38434350.00 D0108，3738455.00，38432655.00

面积29.3平方公里。

煤层最低可采厚度0.7～0.8米。 开采深度由150米至-800米标高。

本次参与储量计算的煤层有丙3、丁5、丁6、戊8、戊9、戊10、己15、己16、己17、庚20共十个煤层。

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本次储量计算范围与采矿许可证范围相一致。 储量计算采用地质块段法。

1）块段内平均倾角小于15°时，不再计算斜面积。 计算公式：Q=S×M×D 式 中：Q：储量（万吨）

S：面积（m2） M：煤厚（m） D：视密度（t/m3）

块段储量=水平面积×块段平均厚度×视密度

2）块段内平均倾角大于15°，斜面积=水平面积×块段内平均倾角的余弦的倒数，把上述公式中的水平面积换成斜面积参与计算。厚度要换算成真厚度。

储量计算参数的确定

1）各计算煤层厚度，采用斜面积时，用真厚度；采用平面积时，用伪厚度，块段内煤厚采用算术平均值。

2）最低可采边界利用插入法求得。

3）块段内地层倾角，是用图解法量出块段内几处倾角，然后采用算术平均值求得。

4）各计算煤层视密度采用下表 表8-1 煤层 丙3 视密1.50 1.50 1.40 1.45 1.45 1.45 1.40 1.40 1.40 1.35 度 有关问题的说明

1）可采边界的确定。当见煤点为炭质泥岩或高灰分煤时，以沉缺点论

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丁5 丁6 戊8 戊9 戊10 己15 己16 己17 庚20

处。内插出厚度最低可采点；沉缺点与相邻可采见煤点之间，以两点间的中点作为厚度零点，然后在零点与相邻可采见煤点内插出厚度最低可采点。

2）复杂结构煤层厚度采用：是按《煤炭资源地质勘探规范》有关规定执行。即复杂结构煤层中：

a、夹矸厚度小于0.05米时，和上下煤层合并参与储量计算。 b、煤层中夹矸厚度≦煤层最低可采厚度，同时又小于被分开的上下煤层时，被分开的煤层可合并计算厚度。

c、夹矸厚度大于煤层最低可采厚度，被分开的上下煤层可作为煤层参与储量计算。

断层煤柱的确定。对已揭露的落差不大于50米的单一断层，可跨越其圈定A、B级储量，断层两侧20米划为C级储量块段。正断层两侧还各留20米煤柱。

工广煤柱、上下山煤柱、大巷煤柱均按设计要求留设。 风、氧化带不参与储量计算。

块段划分依据是：储量级别、煤层分叉合并线、煤种界线、地质构造线、煤柱线等。

2、工业指标

1）根据《煤炭工业技术》有关规定，本井田丙3和丁、庚组煤层为非炼焦用煤，最低可采厚度定为0.80米，戊、己组为炼焦用煤，最低可采厚度定为0.70米。

2）各煤层干燥基灰分不大于40%。 （三）估算结果

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《河南省平顶山煤田天安一矿资源储量复核报告》2002年6月底保有量27407.0万吨，可采储量15077.8万吨。其中能利用储量为21004.4万吨，暂不能利用储量为02.6万吨。

截止2005年底，一矿矿井累计探明储量：32552.5万砘，累计采出储量：10662.3万吨，累计损失储量：4859.9万吨，累计动用资源储量：15522.2万吨，保有储量：17030.3万吨，工业资源储量：17030.3万吨。

二、资源储量发生变化的情况及原因说明

2002年6月至2005年底，一矿储量总计减少10376.7万吨，其中采勘对比增加380.2万吨，集团公司内部调整减少9103.2万吨，2002年6月至2005年累计采动量1653.7万吨。原因有以下几个方面：1、集团公司内部边界调整划转共减少9103.2万吨；2、矿井深部边界因勘探原因深部等高线发生变动增加380.2万吨。

三、资源储量核查结果 （一）认定的资源储量文件

1、矿井资源储量核实报告：《河南省平顶山煤田天安一矿资源储量复核报告》，该报告于2002年11月11日鉴定通过。

2、矿产资源储量认定书：《河南省平顶山煤田天安一矿资源储量复核报告》矿产资源储量认定书，编号：国土资认储字[2002]262号。

（二）上年度核实的资源储量

截止2005年底，一矿矿井累计探明储量：32552.5万砘，累计采出储量：10662.3万吨，累计损失储量：4859.9万吨，工业资源储量：17030.3万吨，保有储量：17030.3万吨，动用资源储量：15522.2万吨。

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（三）采区回采率

采区回采率规定标准如下：“矿井采区回采率，厚煤层不应小于75%，中厚煤层不应小于80%，薄煤层不应小于85%，水力采煤不应小于70%。”一矿主采煤层为中厚和厚煤层，河南省国土资源部下达计划采区回采率78％，2005年实际完成采区回采率为80.7％，达到规定标准。

（四）安全煤柱的留设

《煤矿安全规程》第259条规定：“相临矿井分界处必须留设防水煤柱，矿井以断层分界时必须在断层两侧留有防水煤柱。”一矿不存在以断层分界边界，在矿与矿之间均留设40米矿界煤柱，符合规定。

（五）“三个煤量”情况

在第七章“采掘工作面生产能力核定” 第23条第6款，国家规定：“大中型矿井开拓煤量可采期达到3~5年以上，开拓煤量可采期达到3~5年以上，准备煤量可采期达到1年以上，回采煤量可采期达到4~6个月以上。” 小型矿井开拓煤量可采期达到3~5年以上，” 大中型矿井开拓煤量可采期达到2~3年以上，准备煤量可采期达到8~10个月以上，回采煤量可采期达到3~5个月以上。”

截止2005年底，一矿剩余开拓煤量5824.97万吨，可采期14.56年，准备煤量5824.97万吨，可采期174.92月，回采煤量417.5万吨，可采期14.65月，均符合上述规定。

（六）上行开采及特殊开采情况 一矿无上行开采及特殊开采。

（七）厚薄煤层、难易开采煤层、不同煤种煤质煤层合理配采情况

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一矿现开采丁6、戊8、戊10煤层，均为中厚煤层，煤种分别为1/3JM、FM，均为动力用煤。

（八）按规定批准的资源储量的增减情况（注销、报损、地质及水文地质损失和转入、转出等）

2005年，一矿未发生注销、报损、转入、转出，地质损失煤量20.8万吨。 （九）超层越界开采情况

一矿煤层开采严格按照集团公司划定的边界范围进行开采，无超层越界现象。

第二节 主井提升系统能力核定

一、概况

（一） 主井提升（运输）方式

一矿主井提升系统由主立井提升和主斜井提升（运输）两套系统组成。主立井提升主要担负井下戊七高强皮带主运输系统的提升任务。主斜井为两台GDS-100型钢丝绳牵引带式输送机，主要担负井下戊一高强皮带系统及二水平大巷轨道的主运输任务，兼作运人。 （二） 主井提升系统主要技术参数

主井提升机于2004年7月改造为中信重机公司生产的2JK-4 ×1.7（G）型单绳缠绕式提升机，配套功率2×630 KW，全数字控制，最大提升速度6.5 m/s，经国家矿山机械检测中心检测提升一次循环时间为102秒，提升容器为J-8底卸式箕斗，名义载荷8t，有效容积10 m3，煤的容重0.95t/ m3,一次提升重量9.5t。

30

主斜井装备两台GDS-100型钢丝绳牵引带式输送机，带宽1米，分别装机功率为2×400 KW，直流调速，运行速度控制在1.8 m/s以下，运输长度1580米，巷道平均倾角17°。

（三）提升设备检测时间和结论

主井提升机改造后于2004年8月经国家矿山机械质量监督检测中心检测，主要安全性能符合规程规定要求，综合判定为合格。主斜井两台GDS-100型钢丝绳牵引带式输送机于2006年7月11日经河南煤矿安全监察局矿用安全产品检验中心检测，主要安全性能符合规程规定要求，综合判定为合格。

主井提升系统和主斜井钢丝绳芯带式输送机的各种保护装置完善，均定期进行试验和调整，保证灵敏可靠；提升系统技术档案齐全，各种运行、维护、检查、事故记录完备，强制性检修时间每天不少于2～4小时，每年不少于12～15天，以确保设备的安全运转。

二、计算过程及结论

（一） 根据提升（运输）方式的规定，确定相应的计算公式 1、 主立井提升能力按下列公式计算： A=3600 b.t.pm.k104k1.k2.T2、主斜井（钢丝绳牵引胶带输送机）运输能力按下列公式计算：

kkBA330vrct(万t/a)104k123、按实测（或设计）单位输送量状况计算公式： A=3600×330·ω·υ·t/(104·K1)

31

（二） 计算参数选取依据说明 1、主立井提升公式中： A—主井提升能力（万t/a）; b—年工作日，330d；

Pm—每次提升煤量（t/次）,取9.5 t/次;

t—日提升时间，我矿采用定量装载并实现数控自动化运行、滚筒直径

为4m的提升机，每天提升时间按18h计算；

T—提升一次循环时间（s/次），技术测定为102s，休止时间10 s;

k—装满系数。立井提升取

1.0；

k1—提升不均匀系数，一矿是有缓冲仓的矿井，不均匀系数取1.1；

k2—提升设备能力富裕系数，取1.1；

2、主斜井（钢丝绳牵引胶带输送机）运输能力计算公式中 A—年提升（运输）能力 ，（万t/a） ；

K’+k”—输送机负载断面系数，按250堆积角，取180+125； B—胶带运输机宽度，1.0m； V—胶带运输机运行速度，1.8m/s； r—松散煤容积重，取0.85t/m3。

C—倾角系数，主斜井坡度170，系数取0.85；

t—该矿设有井底煤仓，每天提升时间可按18h计算，考虑乘人，应扣除运送人员时间，取16h;

k1—运输不均匀系数，取1.2。 （三）计算结果 1、主立井

32

btQk A3600410k1k2T= 3600×330×18×Pm×k = 3600×330×18×9.5×1.0

T•K1•k2.104 112×1.1×1.1×104

=149.9(万t/a) 取整为：145(万t/a)。 2、 主斜井

kkBA330vrct(万t/a)410k12

’”2

（K+ k）·B · V ·r ·C × 330 × 16 = k1×104

= (180+125)×12×1.8×0.85×0.85×330×16

1.2×104

=174.5(万t/a)

2台合计为：174.5×2=349万t/a，取整为：345万t/a。 3、按实测（或设计）单位输送量状况计算： A=3600×330·ω·υ·t/(104·K1) =3600×330×61.73×1.8×16/(107×1.2) =176(万t/a)

式中：ω—实测（或设计）单位输送机长度上的负载量，kg/m。原设计每小时运输量400t，折合单位输送机长度上的负载量为61.73kg/m。

经核算主立井年核定生产能力为145万t/a，主斜井（2台输送机）年生产能力为345万t/a，所以主提升（运输）系统总核定生产能力为145＋345=490万t/a。

33

本环节的核定结果为490万t/a。 三、问题及建议

主井井架有锈蚀现象，建议除锈刷漆。

第三节 副井提升能力

一、概况

（一）副井提升方式和提升任务

一矿共有三对副井即：院内副井、北一副井、北二副井，分别服务于一、二、三水平，均为立井提升，负责提升人员、下料和矸石。

（二）提升机主要技术参数

院内副井提升机为前捷克生产的2×4×1.2型单绳缠绕式提升机，配套功率470 KW，最大提升速度4.5 m/s，提升一次循环时间为88秒（含休止时间15 s，下同），提升容器为单层两侧进出车3吨罐笼，提升高度177m。

北一副井提升机为JKMD-2.8×４型摩擦式提升机，由于2006年5月技术测定时司机没有理解意图，控制了提升速度，所以该测试报告速度图不可参考，查阅上次测试报告其最大提升速度为10.7m/s，提升一次循环时间为98秒，配套电机容量为2×630kw，提升容器为单层两侧进出车3吨罐笼，提升高度512m。

北二副井提升机为JKMD-3.5×４（I）E型摩擦式提升机，实测最大提升速度7.28m/s，提升单循环时间为136s，但属于双层罐笼加平衡锤提升，休止时间取88 s，所以整个循环时间为448 s，配套电机容量为1000kw，提升容器为双层两侧进出车3吨罐笼，提升高度703m。

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（三）主要提升设备检测时间和结论

院内副井提升机于2003年12月经平煤集团机电设备测定站检测，主要安全性能均符合规程规定要求，综合判定为合格。北一副井提升机和北二副井提升机于2006年5月经河南煤矿安全监察局矿用安全产品检验中心检测，主要安全性能均符合规程规定要求，均综合判定为合格。

三对副井提升系统各种保护装置完善，均定期进行试验和调整，保证灵敏可靠；提升系统技术档案齐全，各种运行、维护、检查、事故记录完备，强制性检修时间每天不少于2～4小时，每年不少于12～15天，以确保设备的安全运转。

二、计算过程及结果

（一）根据提升方式和规定，确定核定能力计算公式 三台提升机提升方式和性质相同，均按照下列计算公式计算：

A330353600TRDTQ万t/aRM104TGTCPGpC（三） 计算参数选取依据及说明 1、院内副井

A—副井核定提升能力 ，（万t/a）

R—矸石占产量比重，2005年实际出矸率为23%； PG—每次提矸石重量，取3 t/次； TG—提矸一循环时间，88s/次； M—每吨煤用材料比例，取2.8%； PC—每次提材料吨数，3t；

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D—下其它材料次数，取6次/班； TC—下料每次提升循环时间，88s/次；

TR—每班上下人时间，实测为20min，一水平属于高档普采，升降人员时间为20×1.5=30 min，升降其他人员时间为：30×0.2=6 min，所以每班上下人员总时间为：36 min =2160s；

TQ—下其它材料每次循环时间，112s/次； 2、北一副井

A—副井核定提升能力 ，（万t/a）

R—矸石占产量比重，2005年实际出矸率为23%； PG—每次提矸石重量，取5.4 t/次； TG—提矸一循环时间，98s/次； M—每吨煤用材料比例，取2.8%； PC—每次提材料吨数，3t； D—下其它材料次数，取6次/班； TC—下料每次提升循环时间，123s/次；

TR—每班上下人时间，实测为18min，二水平属于综采，升降人员时间为18×1.8=32.4 min，升降其他人员时间为：32.4×0.2=6.48 min，所以每班上下人员总时间为：38.88 min =2333s；

TQ—下其它材料每次循环时间，150s/次； 3、北二副井

A—副井核定提升能力 ，（万t/a）

R—矸石占产量比重，2005年实际出矸率为23%；

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PG—每次提矸石重量，取5.4×2=10.8t/次； TG—提矸一循环时间，448s/次； M—每吨煤用材料比例，取2.8%； PC—每次提材料吨数，2×3=6t； D—下其它材料次数，取5次/班； TC—下料每次提升循环时间，448s/次；

TR—每班上下人时间，实测为35min，三水平属于综采，升降人员时间为35×1.8=63 min，升降其他人员时间为：63×0.2=12.6min，所以每班上下人员总时间为：75.6min =4536s；

TQ—下其它材料每次循环时间，500s/次； （三）计算结果 1、 院内副井

= 330×3×(5×3600-2160-6×112)

104（0.23×88 + 0.028×88） 3 3 =198.4(万t/a) 取整为：195万t/a。 2、 北一副井

53600TRDTQA3303万t/aRM410TGTCPGpC53600TRDTQA3303万t/aRM410TGTCPGpC37

= 330×3×(5×3600-2333-6×150)

104（0.23×98+0.028×123） 5.4 3 =274.9 (万t/a) 取整为：270万t/a。 3、北二副井

53600TRDTQ

A3303万t/aRM410TGTC PGpC= 330×3×(5×3600-4536-5×500)

104（0.23×448+0.028×448）

10.8 6 =93.3 (万t/a) 取整为：90万t/a。

经核算院内绞车、北一绞车、北二绞车年生产能力分别为195万吨、270万吨、90万吨。矿井辅助提升总核定能力为555万t/a。

本环节的核定结果为555万t/a。 三、问题及建议

北一井筒上井口以下120米处压风管漏风，建议尽快处理。

第四节 井下排水系统能力核定

一、概况

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（一）矿井排水系统情况

矿井现有三个水平开采，分别为的主排水系统：一水平井底标高-24m，地面标高+152m，排水高度177米。主水仓容积2500 m3，泵房安装200Ｄ-43×7型水泵三台，实测每台水泵平均排水能力360.5m3/h。敷设φ299mm排水管路两趟，由泵房经副井井筒直接排放地面。二水平井底标高-240m，主水仓容积4100 m3，泵房安装MD280-65×8（或200D-65×9）型水泵四台， 200D-65×10型水泵两台，实测每台水泵平均排水能力336.5m3/h。敷设φ325mm排水管路两趟，一趟工作一趟备用，经暗斜井和戊七斜井排到地面戊七水厂净化处理。另外敷设φ219mm排水管路一趟，经二水平主运输石门和北一副井井筒排到北一地面广场，经净化处理为北一地面系统提供生产和生活用水，北一地面标高为+272m。三水平井底标高-517，地面标高+186，排水高度703米，水仓容量2780m3，安装ＰＪ-150×12型水泵三台，实测每台水泵平均排水能力349m3/h。敷设φ273mm排水管路两趟，从水泵房经过井筒直接排到北二地面水厂。

该矿排水系统完善，设备、设施完好，运转正常，2006年4月经河南煤矿安全监察局矿用安全产品检验中心检测，主要安全性能符合规程规定，综合判定为合格。并同时对所有工作和备用水泵进行了联合试运转，排水能力满足正常和最大涌水期的排水要求。该矿管理制度健全，各种运行、维护、检查、事故记录完备，保证设备的安全运转。

（二）矿井正常涌水量和最大涌水量

2003年最近一次矿井地质报告预测矿井正常和最大涌水量情况如表3-4-1所示，最近三年实际正常和最大涌水量如表3-4-2所示。

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表3-4-1 矿井预测涌水量情况表 正常涌水量 最大涌水量 一水平 300 510 二水平 500 850 三水平 170 290 观测：刘福军 余红星 审核（签字）：祝志军

二、计算过程及结果

1、校验水泵能否在20小时内排出24小时的正常涌水和最大涌水量 （1）一水平

按预测值和实际值中的最大值进行演算，即矿井的预测涌水量为：

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表3-4-2 一矿矿井实测涌水量统计表

单位：m3/h 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 月平均 12.40 一水平 13.55 20.45 12.18 11.59 10.78 12.27 13.34 11.50 11.31 13.46 8.75 9.61 375.09 340.37 346.01 355.73 358.20 354.59 317.49 350.50 339.96 334.33 346.31 356.08 356.22 2003二水平 年 三水平 39.00 40.00 38.00 38.00 40.00 45.00 44.00 46.00 44.00 40.00 47.00 40.00 41.50 矿合计 427. 400.82 396.19 505.32 408.98 411.86 374.83 408.00 395.27 387.79 402.06 405.69 410.37 一水平 10.76 13.01 9.00 9.00 9.61 10.57 13.32 12.82 13.02 10.91 45.2 10.62 14.00 356.71 388.91 371.00 375.50 376.52 390.54 376.07 417.96 369.12 394.61 379.00 292.04 374.00 2004二水平 年 三水平 43.00 45.00 45.00 50.00 49.00 51.00 48.00 49.00 49.00 47.00 50.00 49.00 47.90 矿合计 410.47 446.92 425.00 434.50 435.13 452.11 437.39 479.78 431.14 452.52 474.20 351.66 435.90 一水平 9.37 23.33 7.99 11.73 11.81 13.78 14.00 13.00 14.00 387.75 381.79 383.21 3.34 397.83 399.95 411 2005二水平 年 三水平 50.00 48 矿合计 447 453 50 441 48 449 49 459 50 463 50 475 750 50 813 656 58 728 15 651 61 727 17 651 66 734 16 537 68 621 13.9 500 54 568 观测：刘福军 余红星 审核（签字）：祝志军

41

Qn=300m3/h，Qm=510m3/h；

正常涌水时，1台水泵工作，20小时排水量：360.5×20=7210（m3/h）； 正常涌水时，24小时的涌水量：300×24=7200（m3/h）<7210（m3/h）； 最大涌水时，2台水泵工作，20小时排水量：360.5×2×20=14420（m3/h）；

24小时的涌水量：510×24=12240（m3/h）<14420（m3/h）； 以上计算表明，1台水泵和1趟管路工作，20小时能排出矿井24小时的正常涌水量，2台水泵和2趟管路工作，20小时能排出矿井24小时的最大涌水量，符合《煤矿安全规程》要求。

（2）二水平

按预测值和实际值中的最大值进行演算，即矿井的预测涌水量Qn=500m3/h，Qm=850m3/h；

正常涌水时，2台水泵工作，20小时排水量： 336.1×2×20=13444（m3/h）；

正常涌水时，24小时的涌水量：500×24=12000（m3/h）<13444（m3/h）； 最大涌水时，4台水泵工作，20小时排水量： 336.1×24×20=26888（m3/h）；

最大涌水时，24小时的涌水量：850×24=20400（m3/h）<26888（m3/h）；

以上计算表明，2台水泵和1趟管路工作，20小时能排出矿井24小时的正常涌水量，4台水泵和2趟管路工作，20小时能排出矿井24小时的最大涌水量，符合《煤矿安全规程》要求。

（3）三水平

按预测值和实际值中的最大值进行演算，即矿井的预测涌水量

42

Qn=170m3/h，Qm=290m3/h；

正常涌水时，1台水泵工作，20小时排水量：349×20=6980（m3/h）； 正常涌水时，24小时的涌水量：170×24=4080（m3/h）<6980（m3/h）； 最大涌水时，24小时的涌水量：290×24=6960（m3/h）<6980（m3/h）；

以上计算表明，1台水泵和1趟管路工作，备用水泵及管路未投入，20小时能排出矿井24小时的正常涌水量或最大涌水量，符合《煤矿安全规程》要求。

2、水仓容量校验 （1）一水平

由于矿井一水平正常涌水量预测值为300m3/h<1000m3/h，水仓容量应符合V≥8Qn要求。

8×Qn=8×300=2400m3，

而水仓容量2500m3>2400m3，满足《煤矿安全规程》要求。 （2）二水平

由于矿井二水平预测正常涌水量为500m3/h<1000m3/h，水仓容量应符合V≥8Qn要求。

8×Qn=8×500=4000m3，

而水仓容量4100m3>4000m3，满足《煤矿安全规程》要求。 （3）三水平

由于矿井三水平预测正常涌水量为170m3/h<1000m3/h，水仓容量应符合V≥8Qn要求。

8×Qn=8×170=1360m3，

43

而水仓容量3780m3>1360m3，满足《煤矿安全规程》要求。 3、排正常涌水量生产能力核定 （1）一水平排水能力：

20BAn3304n

10Pn = 330×20×360.5 4.168×104

= 57（万t/a） 取整为：55万t/a。

式中：An—排正常涌水时的能力，万t/a；

Bn—工作泵小时总排水能力 （m3/h），工作泵额定小时总排水能力360.5m3/h；

Pn—上一年度平均日产吨煤所需排出的正常涌水量，mPn =预测正常涌水量×24×330/一水平2005

3

/t；

年产量57万t/a

=300×24×330/57×104=4.168 （2）二水平排水能力：

20BAn3304n

10Pn= 330×20×Bn = 330×20×336.1×2 Pn×104 2.7887×104

= 159（万t/a）

式中：An—排正常涌水时的能力，万t/a；

Bn—工作泵小时总排水能力 （m3/h），2台工作泵额定小时总排水能力

44

336.1×2=672.2m3/h；

Pn—上一年度平均日产吨煤所需排出的正常涌水量，mPn =预测正常涌水量×24×330/二水平2005

3

/t；

年产量

=500×24×330/142×104 =2.7887

（3）三水平排水能力：

20BAn3304n

10Pn = 330×20×349 0.7317×104

= 314（万t/a）

式中：An—排正常涌水时的能力，万t/a；

Bn—工作泵小时总排水能力（m3/h），工作泵额定小时总排水能力349m3/h；

Pn—上一年度平均日产吨煤所需排出的正常涌水量，mPn =预测正常涌水量×24×330/三水平2005

3

/t；

年产量184万t/a

=170×24×330/184×104=0.7317 4、排矿井最大涌水时能力计算： （1）一水平排水能力：

20BAm3304m

10Pm = 330×20×721 =67（万t/a） 7.0863×104

45

式中： Am—排最大涌水能力 ，（万t/a）；

Bm—工作泵加备用泵总排水能力，（m3/h），取360.5×2=721 m3/h；

Pm—平均日产吨煤最大涌水量 （m3/h）；

Pm =预测最大涌水量×24×330/一水平2005年产量 =510×24×330/57×104=7.0863 （2）二水平排水能力：

20BAm3304m

10Pm= 330×20×1344.4 =187（万t/a） 4.7408×104

式中： Am—排最大涌水能力，（万t/a）

Bm—工作泵加备用泵总排水能力，（m3/h），取336.1×4=1344.4 m3/h；

Pm—平均日产吨煤最大涌水量 （m3/h）； Pm =预测最大涌水量×24×330/二水平2005年产量 =850×24×330/142×104=4.7408 （3）三水平排水能力

20BAm3304m

10Pm= 330×20×698 =369（万t/a） 1.2483×104

式中：Am—排最大涌水能力，（万t/a）

Bm—工作泵加备用泵总排水能力 （m3/h），取349×2=698 m3/h；

Pm—平均日产吨煤最大涌水量 （m3/h）；

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Pm =预测最大涌水量×24×330/三水平2005年产量 =290×24×330/184×104=1.2483

5、按一、二、三水平产量不分开进行计算生产能力 排正常涌水量生产能力核定 （1）一水平排水能力：

20BAn3304n

10Pn = 330×20×360.5 0.6203×104

= 383（万t/a）

Pn =预测正常涌水量×24×330/ 2005

年产量383万t/a

=300×24×330/383×104=0.6203 （2）二水平排水能力：

20BAn3304n

10Pn= 330×20×Bn = 330×20×336.1×2 Pn×104 1.034×104

= 429（万t/a）

Pn =预测正常涌水量×24×330/ 2005

年产量

=500×24×330/383×104 =1.034 （3）三水平排水能力：

20BAn3304n

10Pn = 330×20×349

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0.3515×104

= 655（万t/a）

Pn =预测正常涌水量×24×330/ 2005

年产量

=170×24×330/383×104=0.3515 排矿井最大涌水时能力计算 （1）一水平排水能力：

20BAm3304m

10Pm = 330×20×721 =451（万t/a） 1.0546×104

Pm =预测最大涌水量×24×330/ 2005年产量 =510×24×330/57×104=1.0546 （2）二水平排水能力：

20BAm3304m

10Pm= 330×20×1344.4 =504（万t/a） 1.7577×104

Pm =预测最大涌水量×24×330/ 2005年产量 =850×24×330/383×104=1.7577 （3）三水平排水能力

20BAm3304m

10Pm= 330×20×698 =768（万t/a） 0.5996×104

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Pm =预测最大涌水量×24×330/ 2005年产量 =290×24×330/184×104=0.5996 （二）计算结果

从上述计算可以看出，分水平产量计算的能力要小于产量不分开时计算的能力，所以按分开计算取值。

1、排正常涌水量生产能力

一水平核定生产能力为55万t/a，二水平核定生产能力为155万t/a，三水平核定生产能力为310万t/a。

2、排最大涌水量生产能力

一水平核定生产能力为67万t/a，二水平核定生产能力为187万t/a，三水平核定生产能力为369万t/a。

3、矿井排水系统能力

矿井核定排水能力为上述能力值中的较小值，即一水平55万t/a，二水平155万t/a，三水平310万t/a。合计520t/a。

本环节的核定结果为520万t/a。 三、问题及建议

三水平外水仓局部片帮冒顶，建议加快维修。

第五节 供电系统能力核定

一、概况

一矿井田设有35kv降压站三座，主要情况如下：

1、工广降压站：三回路电源线路分别引自贾庄、谢庄35kv区域降压

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站，贾庄两回电源线路LGJ-240mm2，供电距离 5.8km。谢庄一回电源线路LGJ-150mm2，供电距离6.1km。该站两台主变压器型号SFL1-15000KVA/35KV并列运行，6KV母线分段。该站最大用电负荷15271kw。沿副井井筒敷设的下井电缆2路，型号：MYJV42-8.7/10KV3*150 mm2交联粗钢丝铠装电缆，供电距离550米。沿主斜井井筒敷设的下井电缆2路，型号：MYJV42-8.7/10KV3*150 mm2交联粗钢丝铠装电缆，供电距离1500米。

2、尚庄降压站：两回路电源线路引自月台区域变电所35kv，月台两回电源线路LGJ-120 mm2，供电距离4.3km。两台主变压器型号为SL7-6300KVA/35KV，并列运行，6KV母线分段。该站最大用电负荷4492kw，沿副井井筒敷设的下井电缆4路，型号ZQP50-3*150 mm2交联粗钢丝铠装电缆，供电距离750米。

3、竹圆降压站：两回路电源线路引自尚庄降压站35kv供电线路，两回电源线路LGJ-150mm2，每回分别长2.5km、2.5km。两台主变压器，型号分别为:SF7-10000KVA/35KV、SF7-8000KVA/35KV其中SF7-10000 KVA /35 KV主变主供，SF7-8000 KV A/35 KV主变备用。该站最大用电负荷7143kw，沿副井井筒敷设的下井电缆4路，型号MYJV42-8.7/10KV3*150 mm2交联粗钢丝铠装电缆，供电距离1000米。

2005年度吨煤综合电耗34.78kwh/t。经审核：该矿供电系统合理，设备、设施及保护装置完善，技术性能符合规定，系统运行正常。供电系统技术档案齐全，各种运行、维护、检查、事故记录完备，管理维护制度健全。

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二、计算过程及结果 （一）电源线路能力校核 1、 安全载流量校核：

工广降压站最大用电负荷按15271kw计算

工广降压站计算电流：I=15271/（1.732*35*0.9）=288.15（A） 线路LGJ-240 mm2允许载流量：环境温度25°C时，为610A(查表)，考虑环境温度40°C时温度校正系数0.81，

则Ix＝610*0.81＝494.1A Ix＝494.1A> I=288.15A

按尚庄降压站最大负荷4492KW、竹园降压站最大负荷7143KW计算 尚庄降压站计算电流：I=（4492+7143）/（1.732*35*0.9）=213.26（A） 线路LGJ-120 mm2允许载流量：环境温度25°C时，为380A(查表)，考虑环境温度40°C时温度校正系数0.81，

则Ix＝380*0.81＝307.8A Ix＝307.8A>213.26A

竹园最大用电负荷按7143KW计算

竹园降压站计算电流：I=7143/（1.732*35*0.9）=131（A）

线路LGJ-150 mm2允许载流量：环境温度25°C时，为445A(查表)，考虑环境温度40°C时温度校正系数0.81，

则Ix＝445*0.81＝360.45A Ix＝360.45A>131A 2、线路压降校核

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工广降压站电源线路电压降校核：LGJ-240 mm2线路单位负荷距时电压损失百分数：当cos￠=0.9时为0.0266％/MW.km（查表）。

则电源线路电压降为：ΔU1％=15.271*5.8*0.0266%=2.35% <5％ 其中，工广降压站最大负荷15.271Mw，线路长5.8Km 。 尚庄降压站电源线路电压降校核：LGJ-120 mm2线路单位负荷距时电压损失百分数：当cos￠=0.9时为0.0378％/MW.km（查表）。

则电源线路电压降为：

ΔU1％=（4.492+7.143）*4.3*0.0378%=1.% <5％

其中，尚庄降压站最大负荷4.492Mw、竹园降压站最大负荷7.143Mw，线路长4.3Km。

竹园降压站电源线路电压降校核：LGJ-150线路单位负荷距时电压损失百分数：当cos￠=0.9时为0.033％/MW.km（查表）

则电源线路电压降为：

ΔU1％=7.143*2.5*0.033%=0.5% +1.％＝2.479<5％ 其中，竹园降压站最大负荷7.143Mw，线路长4.3Km。

由以上校验可知 电源线路安全载流量及电压降均符合要求 （二）下井电缆安全载流量及压降校核 1、安全载流量校核

工广降压站井下计算负荷电流： Ij=5007/（1.732*6*0.8）=602(A)

MYJV42-8.7/10kv3*150电缆4回，每一回载流量为370A（查表），则4回允许载流量为：IX1=4*370=1480A

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当一回路因故障停止供电时，其余3回路允许载流量： IX2＝3*370＝1110(A) IX2＝1110A>Ij=602A

竹园降压站井下计算负荷电流： Ij=2850/（1.732*6*0.8）=343(A)

MYJV42-8.7/10kv3*150电缆4回，每一回载流量为370A（查表），则4回允许载流量为：I X1=4*370=1480A

当一回路因故障停止供电时，其余3回路允许载流量： I X2＝3*370＝1110(A) I X2＝1110A> Ij =343A

尚庄降压站井下计算负荷电流： Ij=2784/（1.732*6*0.8）=335(A)

ZQP50-6kv3*120电缆4回，每一回载流量为326A（查表），则4回允许载流量为：I4=4*326=1304A

当一回路因故障停止供电时，其余3回路允许载流量： Ix1＝3*326＝978(A) Ix2＝978A> Ij =335A 2、电缆压降校核

工广降压站下井电缆电压降校核：

MYJV42-8.7/10kv3*150电缆单位负荷距时电压损失百分数：当cos￠=0.8时为0.2％/MW.km（查表）

则每根电缆线路电压降为：

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ΔU2％=（5.007*1.5*0.2%）/4=0.3% <5％ 其中，井下最大负荷5.007 MW，线路长1.5Km

尚庄降压站电源线路电压降校核：ZQP50-6kv3*120电缆单位负荷距时电压损失百分数：当cos￠=0.8时为0.622％/MW.km（查表）

则每根电缆线路电压降为：

ΔU2％=（4.492*0.75*0.622%）÷4=0.5% <5％ 其中，尚庄井下最大负荷4.492 MW，线路长0.75Km

竹园降压站电源线路电压降校核：MYJV42-8.7/10kv3*150电缆单位负荷距时电压损失百分数：当cos￠=0.8时为0.2％/MW.km（查表） 则下井电缆电压降为：

ΔU2％=（7.143*1*0.2%）÷4=0.357% <5％ 其中，竹园井下最大负荷7.143MW，线路长1Km

由上校验可知，下井电缆安全在流量及电压降均符合要求，当一回路电缆发生故障时，其余电缆能保证井下全部负荷供电。

（三）计算结果 1、电源线路能力计算 按工作电源线路能力计算

当线路允许载流量为1603A时，P=1.732*1603*35*0.9=87456KW A=330*16*[87456/（10000*34.78）]=1327（万t/a） 2、主变压器能力计算

按工作变压器容量52600KVA计算

A=330*16*52600*0.9÷（34.78*10000）=718（万t/a）

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3、矿井供电系统能力

由上校验和计算，本矿电源线路和下井电缆符合规程要求。根据线路及变压器的能力计算，确定矿井供电系统的核定能力（取整）为710万t/a。

本环节的核定结果为710万t/a。 三、问题及建议

三水平泵房3#水泵处巷壁喷涂层裂缝片帮，建议及时维修。

第六节 井下运输系统能力核定

一、概况

（一）井下主运输系统由胶带运输和轨道运输系统组成。

1、一水平戊三采区运输线路：采面顺槽、戊三采区下山、戊三集中运输巷、戊七一部钢丝绳芯胶带输送机、戊七缓冲煤仓给煤机、戊七缓冲皮带、由主井提升到地面。

2、二水平戊二采区运输线路：采面顺槽、戊二采区下山、戊二大巷煤仓、二水平轨道电机车运输、二水平翻笼煤仓，由主斜井钢丝绳牵引胶带输送机运往地面。

3、二水平戊一采区东翼运输线路：采面顺槽、戊七二部和一部钢丝绳芯胶带输送机、戊七缓冲煤仓给煤机、戊七缓冲皮带、由主井提升到地面。

4、二水平戊一采区西翼运输线路：采面顺槽、戊一岩石六部钢丝绳芯胶带输送机、戊一岩石1～5部1200胶带输送机、戊一缓冲煤仓、由主斜井钢丝绳牵引胶带输送机运往地面。

5、三水平丁一采区运输线路：采面顺槽、三水平丁一采区上山、二

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水平丁一采区下山、丁一煤仓、二水平轨道电机车运输、二水平翻笼煤仓，由主斜井钢丝绳牵引胶带输送机运往地面。

6、三水平戊一采区运输线路：采面顺槽、三水平戊一采区上山、二水平戊七二部和一部钢丝绳芯胶带输送机、戊七缓冲煤仓给煤机、戊七缓冲皮带、由主井提升到地面。

7、三水平丁二采区运输线路：采面顺槽、三水平丁二采区上（下）山、三水平丁二集中巷钢丝绳芯胶带输送机、三水平戊一采区上山、二水平戊七二部和一部钢丝绳芯胶带输送机、戊七缓冲煤仓给煤机、戊七缓冲皮带、由主井提升到地面。

从上述可以看出实际是三个主要运输系统：

戊七皮带系统：三水平丁二采区、三水平戊一采区、二水平戊一采区东翼和一水平戊三采区，均通过戊七一部STJ1200×4×280S型钢丝绳芯引胶带输送机、戊七二部STJ1200×4×280S型钢丝绳芯引胶带输送机，经一水平主井提升到地面煤仓。

戊一岩石皮带系统：二水平戊一采区西翼通过戊一岩石1-5部1.2米皮带和六部STJ1200×3×250S型钢丝绳芯引胶带输送机，并通过主斜井钢缆皮带运至地面。

二水平大巷电机车运输系统：有25台XK12—9/192--2KBT型蓄电池电机车运行，承担二水平戊二采区、三水平丁一采区的主运输任务，同时输送物料和运送人员，其中9台用于原煤运输。

各采区及主要运输上下山均采用胶带输送机连续运输，各系统环节完善，相关设备保护设施齐全，大巷运输各种行车、调度信号设施和安全标

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志齐全、醒目，车场、巷道内照明符合规定；井下运输系统采用设备均符合相应的防爆要求。 二、计算过程及结果

（一）按运输方式和规定选取能力核定计算公式及参数 1、核定计算公式

对于主要胶带运输系统核定计算公式为：

KB2vrctA330万t/a104k1 然后用下列理论算式演算：

A3600330wvt(万t/a)710k1对于服务轨道运输系统，核定计算公式为： A6016330NG¨410k1(1R)T2、参数选取及计算 （1）戊七皮带系统

对于该系统服务的采区，三水平丁二采区32020采面顺槽1200米，采用SPJ1000胶带输送机，速度2m/s，输送能力500t/h；丁二集中运输巷1556米，为DTL100/63/3×200型钢丝绳芯引胶带输送机，速度2.5m/s，输送能力630t/h；三水平戊一采区31100采面顺槽2955米，采用SPJ1000胶带输送机，速度2m/s，输送能力500t/h；三水平戊一采区上山采用DTL1200/2×560型钢丝绳芯引胶带输送机速度3.5m/s，输送能力800t/h；二水平戊一采区东翼21151采面顺槽1284米，采用SPJ1000胶带输送机，速度2m/s，输送能力500t/h；一水平戊三采区23120采面顺槽450米，采用PDJ800胶

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带输送机，速度2m/s，输送能力400t/h。最后都汇集到戊七一部STJ1200×4×280S钢丝绳芯引胶带输送机，运行速度2.77m/s，设计输送能力800t/h。因此需要演算该皮带的运输能力和缓冲仓给煤机的能力。

KB2vrctA330万t/a410k1

A= 330×k ×B2 ×V ×r ×C× 16 K‘×104

= 420×1.22×2.77×0.85×0.88×330×16

1.2×104

=550(万t/a) 式中：

A—年运输能力 （万t/a） ；

k—带面上负载断面系数， 按250堆积角，取420； B—胶带运输机宽度，取1.2m； V—皮带运输机带速，2.77m/s； r—松散煤堆容积重，取0.85t/m3；

C—倾角系数，胶带倾角8～160，系数取0.88；

t—日提升时间，16h；

K1—运输不均匀系数 ， 取1.1。 理论设计运输能力演算：

A3600330

wvt(万t/a)710k1=16×330×800/1.1×107

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=384（万t/a） 取整为380万t/a。

给煤机能力：每小时500吨，则 A=16×330×500/1.1×107 =240（万t/a） （2）戊一岩石皮带系统

对于该系统服务的采区，二水平戊一采区21192采面顺槽1883米，采用PDJ800胶带输送机，速度2m/s，输送能力500t/h。最后到戊一岩石六部STJ1200×3×250S型钢丝绳芯引胶带输送机，运行速度2.77m/s，设计输送能力800t/h。1-5部PDJ1200胶带输送机，运行速度2.5m/s，设计输送能力800t/h。因为该矿可以通过转载皮带实现戊七二部向戊一岩石四部分流，因此戊一岩石皮带系统应演算最小环节的1-4部皮带的运输能力。

kB2VCtA330

104k'= k×B2×V×r×C×330×16 K‘×104

= 420×1.22×2.5×0.85×0.88×330×16

1.1×104

=540(万t/a) 式中：

A—年运输能力 ，（万t/a）；

k—带面上负载断面系数， 按250堆积角，取420； B—胶带运输机宽度，取1.2m；

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V—皮带运输机带速，2.0m/s； r—松散煤堆容积重，取0.85t/m3。

C—倾角系数，胶带倾角8～160，系数取0.85；

t—日提升时间，16h；

K1—运输不均匀系数，取1.1。 理论设计运输能力演算：

A3600330

wvt(万t/a)710k1=16×330×800/1.1×107 =384（万t/a） 取整为380万t/a。 （3）轨道运输：

大巷运输及井底车场通过能力计算：

NGA60163304¨10k1(1R)T= N×G×60×16×330 = 22×2.85×60×16×330 k × (1+R) × T×104 1.15×(1+0.1)×10×104 =157（万t/a） 取整为：155万t/a。 式中：

A—井底车场和大巷通过能力，万t／a；

N－每列车矿车数，取22车/列； G－每个车载煤量，2.85t/车；

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R－通过运输大巷的矸石占原煤产量的比重，取10%； k1－不均衡系数，取1.15；

2Lt1t2T－大巷中相邻两列车的间隔时间，TV =10 min，其中：

NL—大巷运输距离，m；服务两个煤仓，其加权平均长度2700m；

V—列车平均运行速度， 180 m/min；

，取30min； t1—装车调车时间（含中途停车时间）

t2—卸载调车时间，取30min ；

N

—运煤列车的列数，9列。

经核算大巷轨道运输年运输能力为155万吨。 （二）根据运输环节确定井下运输系统能力

经上述核算戊七皮带系统、戊一岩石皮带系统年运输能力分别取最小值为240万吨、380万吨，总运输能力为620万吨/年。轨道运输年运输能力为155万吨。两者为相对的运输系统，所以井下主要运输系统的能力核定为二者之和即775万吨/年，核定能力取整为770万t/a。

本环节的核定结果为770万t/a。 三、问题及建议

二水平大巷1100米处、戊二西大巷单道以里水沟变形，道中有积水，建议及时维修水沟。

第七节 采掘工作面能力核定

一、概况

㈠煤矿现主要生产采区及接续采区情况。

现矿井共有三个水平生产，其中一水平正规生产已经于九六年结束，现主要进行残采，矿井生产主要集中在二、三水平。目前一水平仅剩两个

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残采区：戊三、戊七采区；二水平有两个生产采区：戊一、戊二采区（回采戊8、戊9、戊10煤层），三水平有两个生产采区：戊一、丁一采区（戊一采区回采戊8、戊9、戊10煤层，丁一采区主要回采丁6煤层）。

一水平现有戊三、戊七采区两个采区进行残采，主要进行边角煤柱的回采，布置两个炮采工作面生产，生产能力50万吨/年，戊三采区工业储量207.4万吨，可采储量124.4万吨，戊七采区现有工业储量21.4万吨，可采储量16.1万吨；二水平戊一采区现有工业储量1486.8万吨，可采储量1043万吨，采用双翼布置，设计生产能力为120万吨／年，布置综采工作面一个，采用走向长壁全部陷落采煤方法，实际生产能力为120万吨／年；二水平戊二采区现有工业储量1306.5万吨，可采储量930.4万吨，采用单翼布置，设计生产能力为60万吨／年，布置综采工作面一个，采用走向长壁全部陷落采煤方法，实际生产能力为60万吨／年；二水平戊三采区正在施工，工业储量595.7万吨，可采储量436.6万吨；三水平丁一采区现有工业储量8.4万吨，可采储量401.2万吨，采用双翼布置，设计生产能力为60万吨／年，布置一个综采工作面、一个备用面，采用走向长壁全部陷落采煤方法，实际生产能力为60万吨／年；三水平戊一采区工业储量2503.4万吨，可采储量1909.6万吨，采用单翼布置，设计生产能力为100万吨／年，布置综采工作面一个，采用走向长壁全部陷落采煤方法，实际生产能力为100万吨／年；三水平丁二采区工业1280.3万吨 ，可采储量558.3万吨，采用单翼布置，设计生产能力为100万吨／年，2006年投入生产。2004年一矿实际生产原煤381.6万吨，2005年一矿实际生产原煤3万吨。

㈡采掘队个数及生产地点的接续安排。

全矿共有7个采煤队，其中四个综采队、一个综采准备队、两个炮采放顶煤队。开采煤层主要为丁组、戊组煤层，开拓准备采区为三水平丁二采区下延及二水平戊三采区，目前三水平丁二采区系统已经形成，丁6-32020工作面正在回采，二水平戊三采区大巷工程已经完工，总回风巷正在施工中，集中机巷已经开工。按照一矿2006年～2010年开采规划（见附天安一矿2006年--2010年产量规划表），未来几年主要开采煤层为丁组、戊组煤层，矿井采掘接替正常，产量保持在340～390万吨/年。

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㈢主要采煤方法。

矿井采煤工作面采用走向长壁布置，后退式采煤，自然冒落法管理顶板。

㈣采煤工艺及采掘机械化装备情况。

矿井主要采用综合机械化回采工艺进行开采，在残采以及复采时采用炮采工艺进行开采。综采机械化程度达到98%，主要综采设备有：MGTY—300/700、SGZ—7/500、SZZ—7/200（双速）、GRB—315/31.5等；综掘机械化程度达到61.08%，主要设备有：EBZ—120、EBZ—160、P—60B、SSJ—650/2×45等。

㈤单产单进。

坚持技术进步与现代化管理并重，创新管理，加大科技投入力度，积极引进新设备，采用新技术，推广新工艺，强化管理，努力提高单产单进。一是把建设高产高效综采队作为主攻方向。集中力量对“双高”面进行重点攻关，建立“双高”面档案，合理制定采面瓦斯治理方案，抓好设备维护，搞好两巷维护，同时合理安排劳动组织，加强生产现场管理，坚持正规循环作业，实现均衡生产，单产水平达到874吨/个.月。二是狠抓采掘接替，组织开掘会战。优化整合生产要素，采用新技术新工艺，提高创水平能力，引进三台EBJ-120掘进机，使矿井装载机械化程度达到100%，其中：单进水平达到285.88米/个.月，大力发展煤巷锚杆、锚索支护，矿井锚杆支护率达到73.1%，开展了“创水平、上台阶、保接替”立功竞赛活动，四个掘进队均达到甲级队水平。

㈥主要生产系统、采掘工艺变更等特殊情况下，采掘工作面生产能力发生变化的情况及原因说明。

主要生产系统、采掘工艺无变更等特殊情况。 二、计算过程及结果

㈠计算方法的选择及参数选取

1、根据表7—1、表7—2、表7—3中的数据，2003～2005年工作面平均生产能力：

Ac=10-4L×T×P×N

=10-4×153.7×1428.7×3.88×4.42=376.6（万t/a）

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式中：Ac——采煤工作面平均生产能力，万t/a；

L——工作面平均长度，153.7m； T——工作面平均年推进度，1428.7m； P——平均煤层生产能力，3.88t/m2； N——采煤工作面平均个数，4.42个；

2、掘进工作面年掘进煤量根据前3年掘进工作面的实际资料，计算掘进煤占回采煤量的比例和年掘进煤量： C=GJ/GC

=40.5/1123.7=0.036=3.6% 式中：C——掘进煤占回采煤量的比例； GJ——前3年掘进煤量总和，40.5万t； GC——前3年回采煤量总和，1123.7万t。 掘进煤量为：

AJ=Ac×C =376.6×3.6%=13.56(万t／a)

3、根据前3年的采煤工作面平均生产能力和掘进煤量计算前3年矿井年平均采掘生产能力A：

A=Ac+ AJ=（1+C）A采=376.6×（1+3.6%）=390.16(万t／a)

表7—1 2003～2005年度产量统计表 单位：万t

年度 2003 2004 2005 累计 平均 全矿产量 393.6 381.6 3 11.2 388.1 回采产量 378.7 366.3 378.7 1123.7 374.6 掘进产量 14.9 15.3 10.3 采掘比 3.93 4.18 2.72

表7—2 2003～2005年度工作面平均长度 与平均推进度 单位：m 年度 工作面平均长度 2003 149 2004 1 2005 148 累计 461 平均 153.7 40.5 3.6 13.5 3.6 工作面推进度 1446.12 1460.04 1380 4286.16 1428.72

表7—3 2003～2005年度工作面平均个数 单位：m

年度 2003 2004 2005 累计 平均 工作面个数 4.47 3.96 4.82 13.25 4.42 4、后三年掘进煤量增产因素及能力核定： ⑴、后三年掘进煤量增产因素：

a、后三年，岩石巷道减少，煤巷增加，掘进煤量增加：

前三年由于天安一矿处于水平接替和采区接替最为紧张的阶段，掘进巷道岩巷数量和半煤岩巷数量占到了开掘总进尺的88%以上（其中岩巷占到开掘总进尺的8.3%）。随着三水平验收结束和采区接替情况缓和，岩巷和半煤岩巷进尺总量将有所下降。2006年以后，除了三水平丁二回风下山800米为岩巷施工外，其中除硐室外，基本都为煤巷和半煤岩巷施工。

前三年岩巷总进尺为7007米，平均年岩巷进尺为2336米。后三年，岩巷将减到1500米以下，每年岩巷进尺将减少800米。

b、掘进断面增大：

2005年，天安一矿被介定为防突矿井。为了加大瓦斯治理力度，巷道断面普遍加宽加高，巷道断面增大。巷道断面增大将导致掘进煤量增加。扣除半煤岩巷的岩石断面，纯煤断面增加量应在1㎡。

c、部分采区煤厚增加：

随着三水平丁一采区结束和三水平丁二采区投产。三水平丁二采区做为三水平丁一的接替采区，其煤层平均厚度比三水平丁一采区的煤层平均厚度增加0.3米。

随着戊8-22220采面掘进结束，二水平戊二采区剩余采面都是下分层开采，下分层煤层平均厚度将比上分层煤层平均厚度增加0.4米。

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三水平戊一采区从现在开始部分采面进入下分层开采，其下分层煤层平均厚度比上分层煤层平均厚度增加0.6米。

根据以上原因，如果掘进煤量的生产能力再按前三年掘进煤量平均值进行核定，其值将与实际存在较大出入。

⑵掘进煤量生产能力核定：

依据以上分析，掘进煤量按照掘进巷道分类长度、断面进行实际计算： AJ=10rSi.Li

i1-4

nAj——掘进煤量，万t/a r——原煤视密度，t/m3， Si——i巷道纯煤面积，㎡ Li——i巷道年总长度，m

根据后三年接替安排，开掘总进尺为26000米/年，扣除岩巷1500米，煤巷和半煤岩巷为24500米。其中，丁6煤层掘进巷道5500米，戊8煤层掘进巷道7000米，戊90煤层掘进巷道8500米，开拓准备巷道煤巷半煤岩巷进尺3500米。

Aj丁6 =10-4rS丁6×L丁6=10-4×1.4×8.8×5500=6.78万t/a Aj丁6——丁6煤层掘进煤量，万t/a r——丁6煤层原煤视密度，1.4t/m3， S丁6——丁6煤层巷道纯煤面积，8.8㎡， L丁6——丁6煤层巷道年总长度，5500m，

Aj戊8 =10-4rS戊8×L戊8=10-4×1.4×6.8×7000=6.66万t/a Aj戊8——戊8煤层掘进煤量，万t/a

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r——戊8煤层原煤视密度，1.4t/m3， S戊8——戊8煤层巷道纯煤面积，6.8㎡， L戊8——戊8煤层巷道年总长度，7000m，

Aj戊90=10-4rS90×L90=10-4×1.4×7.8×8500= 9.28万t/a Aj戊90——戊90煤层掘进煤量，万t/a r——戊90煤层原煤视密度，1.4t/m3， S戊90——戊90煤层巷道纯煤面积，7.8㎡， L戊90——戊90煤层巷道年总长度，8500m，

Aj开准=10-4rS开准×L开准=10-4×1.4×4.5×3500=2.21万t/a Aj开准——开准巷道掘进煤量，万t/a r——开准巷道原煤视密度，1.4t/m3， S开准——开准巷道纯煤面积，4.5㎡，

L开准——开准巷道年总长度，3500m，（煤巷、半煤岩巷）

AJ=10rSi.Li

i1-4

n=Aj丁6+ Aj戊8+ Aj戊90+ Aj开准 =6.78+6.66+9.28+2.21 =24.93万t/a

根据计算，矿井后三年掘进煤量应为Aj =24.93万t/a 5、则2006年采掘工作面核定生产能力 A=Ac+Aj=376.6+24.93=401.53(万t／a)

㈡计算结果 1、采煤工作面能力

回采工作面前3年的平均生产能力为采煤工作面核定生产能力：376.6

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（万t/a）

2、掘进工作面能力

掘进工作面生产能力核定应为24.93（万t／a） 3、煤矿采掘工作面能力

煤矿采掘工作面生产能力核定应为401.53（万t／a）。

本环节的核定结果为400（万t／a）。

表7—4 后三年采煤工作面接续表 采煤队或区 工作面 工作面编号 可采储量 （万t） 戊8-31100 戊90-31020 53.9 57.5 接续起止 日期 2007.1～2008.3 2008.3～2009.1 68

后一年 后二年 后三年 （万t） （万t） （万t） 44.6 9.3 52 5.5 综一

戊8-31080 合 计 戊80-21192 戊80-21152 戊0-21210 合 计 丁6-32020 丁5-32060 丁6-32010 丁6-32060 合 计 丁6-31050 丁6-31090 140.2 71.2 142.8 128.1 23.9 52.3 58.3 121.7 11 31.6 38.4 38.4 25.7 43.5 65.5 74.2 27.9 20.9 20.5 21 21.7 54.4 2009.2～2011.4 2007.1～2007.11 2007.11～2009.8 2009.8～2011.2 2007.1～2007.4 2007.4～2008.1 2008.1～2008.11 2008.12～2010.11 2007.1～2007.2 2007.3～2007.10 2008.7～2009.4 2009.5～2010.5 2007.1～2007.5 2007.6～2008.1 2008.2～2009.1 2009.1～2010.4 2007.1～2007.12 2007.12～2008.10 2008.11～2009.8 2009.9～2010.5 2007.1～2007.10 2007.11～2009.12 44.6 71.2 10 81.2 23.9 47.8 71.7 11 31.6 42.6 25.7 40 65.7 27.9 27.9 21.7 4.4 26.1 359.8 390 61.3 85 85 4.5 58.3 5.5 68.3 26 26 3.5 60 63.5 20.9 5.6 26.5 25 25 355.6 385 55 60.5 47.8 33 80.8 60 60 12.4 21 33.4 5.5 58 63.5 14.9 10 24.9 25 25 348.1 380 综二 综三 综四 戊8-23030 戊8-23070 合 计 戊8-22160 戊8-22220 综准 戊0-22140 戊0-22180 合 计 戊80-F23120 戊80-F23130 采一 戊80-F23150 戊80-F23170 合 计 戊80-F23190 采二 戊80-F17020 合 计 全矿

回采总计 原煤总产量 69